1

Teleconferência/Webcast

Almir Guilherme Barbassa Diretor Financeiro e de Relações com Investidores

Divulgação de Resultados3º trimestre de 2010

(legislação societária)

16 de novembro de 2010

2

Estas apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia sobre condições futuras da economia, além do setor de atuação, do desempenho e dos resultados financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela Companhia e, consequentemente, não são garantias de resultados futuros da Companhia. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e previsões àluz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2010 em diante são estimativas ou metas.

A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas provadas que a Companhia tenha comprovado por produção ou testes de formação conclusivos que sejam viáveis econômica e legalmente nas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos alguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que as orientações da SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios arquivados.

Aviso aos Investidores Norte-Americanos:

AVISO

3

DESTAQUES DO RESULTADO

o Lucro Líquido (R$ 24.588 milhões) cresceu 10% nos 9M10 vs. 9M09;

o Investimentos totalizaram R$ 56.500 milhões em 2010, 11% superior aos 9M09;

o Oferta Pública resultou no aumento de capital de R$ 120 bilhões;

o Aquisição do direito de produzir até 5 bilhões boe em áreas não licitadas do pré-sal;

o Capitalização mantém os índices de alavancagem em patamares sustentáveis:

o Alavancagem líquida reduziu de 34% para 16%

o Dívida Líquida/EBITDA passou de 1,52X para 0,94X

4

FPSO Cidade de Angra dos Reis

o Entrada em operação do 1º FPSO comercial em Tupi:

o Estimativa de produção média em 2011 de 50 mil bpd

o Pico de produção estimado para 2012

DESTAQUES OPERACIONAIS

o Nova fronteira exploratória com óleo leve em águas ultraprofundas na Bacia de

Sergipe-Alagoas;

o Inauguração das unidades de coque e hidrotratamento de diesel na Revap,

responsável por 15% do processamento no país;

o Recorde de geração termelétrica a gás natural em setembro (6.252 MWmédio) e de

vendas de gás natural no 3T10 (360mil boed).

5

PRODUÇÃO NACIONAL 9M10 VS 9M09:Elevação nos mercados doméstico e internacional

1.963

316

1.995

327 Gás Natural

Petróleo e LGN

9M099M10

Produção Nacional

+2%2.279 2.322

2.279

234

2.322

246 Internacional

Nacional

Produção Total

9M09 9M10

2.513 2.568+2%

(Mil bpd)

o No ano, crescimento de 2% da produção derivou de:

- Elevação dos volumes produzidos em unidades como FPSO Cidade de Vitória, FPSO Cidade de Santos, FPSO Espírito Santo e FPSO Frade;

- Contribuição dos Testes de Longa Duração (Tiro e Tupi);

- Maior demanda por gás natural no mercado nacional. Em setembro, produção bateu recorde;

o Em relação ao último trimestre, queda de 1% em função de elevação do número de paradas programadas em agosto nas plataformas P-33 e P-35.

6

NOVAS UNIDADES DE PRODUÇÃO:Expectativa de incremento da capacidade futura

UTB: 15 mil bpdMex.: 1T11

18 mil bpd

17 mil bpd

26 mil bpd

58 mil bpd

51 mil bpd

3T10

15 mil bpd30 mil bpdSS-11 (TLD de Tiro)

28,2 mil bpd35 mil bpdFPSO Espírito Santo

Parque das Conchas (1)

17 mil bpd30 mil bpdFPSO Frade (2)

Principais Unidades

-35 mil bpd e

25 milhões m3/d

FPSO Cidade de Santos (Uruguá-Tambaú) e

Mexilhão

60,9 mil bpd100 mil bpdFPSO Cidade de Vitória

(Golfinho)

9,7 mil bpd100 mil bpdFPSO Capixaba

Cachalote e Baleia Franca

2T10CapacidadeProjetos

(1) Projeto em parceria, capacidade e produção referem-se à participação da Petrobras (35%);(2) Projeto em parceria, capacidade e produção referem-se à participação da Petrobras (30%);

Dez/201030 mil bpdTLD Guará

Out/2010100 mil bpdFPSO Cidade de Angra dos Reis (Tupi)

Novas Unidades

Dez/2010180 mil bpdP-57 (Jubarte)

Jul/2011100 mil bpdP-56 (Marlim Sul)

Expectativa de InícioCapacidadeProjetos

Total: 185 mil  bpd

7

MacunaímaMacunaMacunaíímama

Libra

Petrobras

ANP

o Início do TLD de Guará previsto para o fim de novembro (FPSO já no Brasil)

NOVIDADES DO PRÉ-SAL

Tupi NETupiTupi NENE

TupiSudoeste

TupiTupiSudoesteSudoeste

Tupi OesteTupiTupi OesteOesteCarioca

NECarioca Carioca

NENE

Poços em intervenção**:

** Perfuração ou completação ou teste.

Tupi SulTupiTupi SulSul

Piloto de Tupi IG1PilotoPiloto de de TupiTupi IG1IG1

Área Licitada

Cessão Onerosa

Bacia de Santos

7

o Início da operação do FPSO Cidade de Angra dos Reis em Tupi;

o Aquisição de direito de produzir 5 bilhões boe, em áreas não licitadas do pré-sal;

o 5 novos poços a serem concluídos em 2010, totalizando 16 poços neste ano;

o 2 novas sondas estão previstas para chegar ainda em 2010, além das 8 em operação;

o TLD Tupi NE previsto para o 1T11 (FPSO Cidade de São Vicente)

8

ABASTECIMENTOAcontecimentos relevantes

• Obras do Comperj e Abreu e Lima em andamento;

• Pré-operação da Unidade de Fios de Poliéster (Petroquímica Suape);

• Contrato dos projetos básicos - Premium I (Maranhão) e II (Ceará).

• Investimentos de R$ 2,5 bilhões em:

• Unidade de Coque (55%): Derivados de maior valor agregado

• Capacidade: 5.000 m³/dia (3.000 m³/d de capacidade adicional de processamento de óleo

doméstico)

• Rendimento: Diesel (55%), GLP (5%), Nafta (10%), Coque (20%) e Craqueamento (10%).

• Hidrotratamento de Diesel (45%): Diesel S-50

• Aumento da capacidade de produção de:- GLP - 21 mil bpd

- Nafta - 42 mil bpd

- Diesel - 23 mil bpd

Inaugurações Revap –Redução da Necessidade de Importações Futuras

Novas Refinarias - Atualização

Abreu e Lima

9

LIDERANÇA TECNOLÓGICA E KNOW-HOW DA INDÚSTRIA

1.90.2

0.9

29%

25%

46%

SMS TI P&D

Investimentos da Petrobras emSMS, TI e P&D (2010‐14)

US$ 11,4 bilhões

Parcerias da Petrobras com mais de 120 universidades e centros de pesquisa levam o

Brasil a ter um dos maiores complexos de pesquisa aplicada do mundo

Expansão do CENPES 

No parque tecnológico da UFRJ já estão em construção4  centros de  P&D  de  importantes fornecedores de equipamentos e serviços:

Outras Companhias com  planos de  desenvolvimentode centros tecnológicos no Brasil:

•TenarisConfab

• Vallourec & Mannesman

•Weatherford

•Wellstream

• FMC Technologies

• Usiminas

• Schlumberger

• Baker Hughes

• Cameron• General Electric• Halliburton • IBM• Technip

10

4T07 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10

20

70

120

170

220

PMR EUA

PMR Petrobras

o Preço médio de realização permanece estável.

o No comparativo 3T10/2T10, a diferença entre PMR EUA e PMR Petrobras aumentou, devido àmenor cotação do petróleo, valorização do Real e estabilidade de preços no Brasil.

PREÇOS DE REALIZAÇÃO:Estabilidade dos preços no mercado doméstico

3T084T081T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10

115

55 4459 68 75 76 78 77

101

4832

49 64 70 73 7472

20

40

60

80

100

120

Preço Petróleo Petrobras (média)Brent (US$/bbl)

US$/bbl

R$/bbl

Média3T10

Média3T09

144,47132,87

152,34 158,17

Média2T10

152,64

158,60

11

137,2140,2

134,5129,7

127,7

Brent (em R$)

16,84

24,78

16,51

26,53

16,95

26,87

17,54

26,37

18,46

24,26

3T09 4T09 1T10 2T10 3T10

Custo de Extração Part. Gov.

76,2 78,3 76,974,6

68,3

Brent (em US$)

9,02

13,84

9,51

15,23

9,40

14,33

9,79

14,71

10,60

14,07

3T09 4T09 1T10 2T10 3T10

Custo de Extração Part. Gov.

CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL:Acordo Coletivo e paradas para manutenção explicam elevação

R$/barril

41,62 43,04 43,82

US$/barril

43,9122,86

24,74 23,73 24,5042,72

24,67

No comparativo 3T10/2T10:

o Acordo Coletivo de Trabalho (ACT 2010/11) e gastos com materiais (equipamentos para manutenção de plataformas), aliados à queda de 1% na produção, elevaram o custo de extração;

o Menores participações governamentais em função da redução no preço do óleo de referência em 4%.

12

MERCADO DE DERIVADOS:Atividade econômica impulsiona vendas

Vendas Internas

769

327

222

507

802

374

221

501

859

379

230

565

Outros

GLP

Gasolina

Diesel

2.0331.898

+11%

1.825

3T09

3T102T10

Mil barris/dia

o No comparativo 3T10/3T09, acréscimo de 11% nas vendas de derivados em função de:

- Diesel (aumento de 12%): recuperação econômica, aumento da safra agrícola e maior demanda para obras de infra-estrutura;

- Gasolina (aumento de 16%): aumento do consumo de gasolina em função da restrição de álcool no início do ano;

- Outros (aumento de 9%): principalmente devido a QAV, asfalto e GLP.

o No comparativo 3T10/2T10, crescimento na produção de derivados, devido à volta de operação da Replan.

755

338

134

640

702

334134

637

740

342

128

634

Produção

1.8441.807

-1%

3T09

3T102T10

1.867

13

Gasodutos

Fertilizantes

Termelétricas

Terminais GNL

GÁS E ENERGIAConsolidação dos investimentos

Infra-estrutura Flexibilidade Geração Elétrica

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

out-09 dez-09 fev-10 abr-10 jun-10 ago-10

MW M

édio

Brasil: 6.252 MW

Gás para a Petrobras

Gás para Terceiros

Geração de Energia Elétrica Brasil+224% (3T10 vs. 2T10)

Investimentos em Gás e Energia capacitaram a Petrobras a atender a crescente demanda

292

360

244

3T09 3T102T10

Venda de Gás Natural (mil bpd)+23% (3T10 vs. 2T10)

14

2T10Lucro

Operacional

ReceitaOperac. Líquida

Outros CPV

Despesas Operacionais

3T10Lucro

Operacional

12,303

1,108(580) (270)

(1,888)

10,673

o Elevação da Receita Operacional em razão da recuperação do volume de vendas de derivados no mercado doméstico;

o Efeito custo médio dos estoques explica elevação de R$ 580 milhões no CPV;

o Aumento das Despesas Operacionais em função da estruturação financeira com o projeto de Barracuda, do Acordo Coletivo de Trabalho 2010/2011 e do incentivo a empregados para compras de ação (Oferta Pública);

o Redução do lucro operacional em 13%, gerando EBITDA de R$ 14,7 bilhões no 3T10.

(R$ Milhões)

LUCRO OPERACIONAL 3T10 vs 2T10

-ACT¨2010/2011: R$ 634 milhões- Barracuda: R$ 486 milhões- Incentivo Funcionários: R$ 92 milhões

Efeito Estoque(CPV)

15

LUCRO LÍQUIDO 3T10 vs 2T10

8.295 (1.630)

2.598460 (634)

(523)8.566

*(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação em investimentos

2T10Lucro Líquido

Resultado Financeiro

ImpostosParticipação em Invest.

Lucro Operacional (1)

3T10Lucro Líquido

Lucro atribuível aos não

controladores

(R$ Milhões)

o Melhor resultado financeiro (R$ 2.598 milhões), em função do ganho cambial sobre a dívida líquida;

o Aumento da despesa de impostos em função do melhor resultado líquido;

o Elevação de 3% do lucro líquido.

16

11.572 (930)

125

1.095 (506)(1.081)

10.275

Redução do lucro operacional devido à:

o Menores preços de venda no mercado interno do petróleo e do gás natural (óleo:-2%; GN:-25%, em US$/bbl);

o Vendas de estoques no 3T10 em contraste à forma;

o Maiores despesas operacionais devido à estruturação financeira com o projeto Barracuda (R$ 486 MM) e ACT2010/11 (R$ 225 MM);

EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃOLucro Operacional 3T10 vs 2T10

Efeito Custo Médio no CPV

Efeito Volume no CPV

Despesas Operac.

3T10Lucro Operac.

2T10Lucro Operac.

Efeito Volume na Receita

Efeito Preço na Receita

(R$ Milhões)

17

ABASTECIMENTOLucro Operacional 3T10 vs 2T10

244 (925)

2.497

474 (365)

(211)1.714

Efeito Custo Médio no CPV

Efeito Volume no CPV

Despesas Operac.

3T10Lucro Operac.

2T10Lucro Operac.

Efeito Volume na Receita

Efeito Preço na Receita

o Maiores volumes de venda em função da demanda doméstica crescente;

o Redução do preço de aquisição, em R$, no 3T10 e maiores custos de importação no 2T10, explicam efeito positivo sobre o custo;

o Efeito positivo no CPV devido à menores custos de aquisição/transferência de petróleo e de importação de derivados;

o Efeito negativo no CPV devido a paradas programadas para manutenção (R$ 139 MM);

o Maiores despesas operacionais em decorrência do abono salarial do ACT 2010/11 (R$ 136 MM).

(R$ Milhões)

18

GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO(3T10 vs 2T10)

Inte

rnaci

on

al

Dis

trib

uiç

ão

Lucro Operacional:3T10

R$ 437 milhões2T10

R$ 600 milhõesVS.

Lucro Operacional: 3T10R$ 526 milhões

2T10R$ 390 milhões

VS.

FPSO Campo de Akpo

35 %

27 %

o Gastos exploratórios maiores

o Maiores baixas de poços secos ou sem viabilidade econômica (Angola, Nigéria, EUA e Argentina)

o Incremento de 10% no volume de vendas no período

o Beneficiado pela não ocorrência de equacionamento de débitos tributários, conforme ocorreu no trimestre anterior

META DE ENDIVIDAMENTO:Oferta Pública de Ações melhora indicadores da Cia.

Gás

& E

nerg

ia Lucro Operacional:3T10

R$ 264 milhões2T10

R$ 522 milhões

VS. 49 %

o Gás Natural: Menor margem unitária compensada parcialmente pelo aumento no volume comercializado

o Energia: Diminuição das margens de comercialização de energia devido à elevação de preço no mercado spot (PLD) compensado por maior geração termoelétrica

o Itens extraordinários reduziram o lucro operacional: ICMS (-R$ 90 milhões); GTL (-R$ 50 milhões); ACT (- R$ 30 milhões); disponibilidade de termoelétricas ( + R$ 45 milhões)

19

Investimentos 9M10 R$ 56,5 bilhões

5,6

6,1

24,710,1

0,05

1,3

1,1

3,8

INVESTIMENTOS 9M10 vs 9M09

Investimentos 9M09R$ 50,7 bilhões

23,2

10,6

4,5

5,5

0,4

6,5

24,03,7

0,5 4,3

20,6

3,4 E&P

Abastecimento

Gas e Energia

Internacional

Distribuição

Outros

27%

12%

2%

27%

13%

19%

Qualidade/Redução do teor de enxofre

Conversão

Novas Unidades

Ampliação de Frota

Aporte na Braskem

Plangás, Manutenção, Infra-estrutura,SMS, paradas programadas e outros

Investimentos em Abastecimento nos 9M10: R$ 20.582 milhões

• Expansão da capacidade de refino atendendo ao crescimento da demanda doméstica;

• Manutenção da integração dos negócios e sinergias operacionais;

• Foco na melhoria da qualidade

20

EFEITOS DA CAPITALIZAÇÃO

R$ 120.249 milhões: Capitalização

R$ 115,1 bilhões: Efeito 3T10

R$ 5,2 bilhões: Efeito 4T10 (GreenShoe)

R$ 67,8 bilhões: LFTs

R$ 47,2 bilhões: Caixa

R$ 10.740 milhões: LFTs*

R$ 36.496 milhões: Caixa

*Valor não caixa contabilizado como Títulos e Valores Mobiliários com vencimento superior a 90 dias.

34%Endvidamento Líquido / Capitalização Líquida

1,52X

94,2

24,2

30/06/2010R$ Bilhões

Disponibilidades (Ajustadas pela LFT)

Endividamento Líquido

Dívida líquida/Ebitda 0,94X

16%

57,1

58,0

30/09/2010

Antes da Capitalização Após Capitalização

R$ 74,8 bilhões para Cessão Onerosa

R$ 67,8 Bi: LFTs

R$ 7,0 Bi: Caixa

R$ 45,5 bilhões permanecem em

Caixa

2121

Informações:

Relações com Investidores

+55 21 3224-1510

petroinvest@petrobras.com.br